1.5 Состояние разработки месторождения
Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1 в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.
Характеристика фонда скважин представлена в таблице 7.
Таблица 7
Характеристика фонда нагнетательных и добывающих скважин
Фонд добывающих скважин |
Действующий фонд (всего) |
176 |
|
ЭЦН |
4 |
||
ШГН |
172 |
||
Бездействующие (всего) |
6 |
||
В КРС и ожидании КРС |
1 |
||
Нерентабельные |
1 |
||
Прочие |
4 |
||
Эксплуатационный фонд |
182 |
||
В консервации |
16 |
||
В том числе нерентабельные |
15 |
||
Пьезометрические |
22 |
||
Ожидающие ликвидации |
2 |
||
Фонд добывающих скважин |
Ликвидированные после бурения |
13 |
|
Ликвидированные эксплуатационные |
9 |
||
В том числе наблюдательные |
2 |
||
Контрольные (всего) |
24 |
||
Итого в фонде добывающих |
246 |
||
Фонд нагнетательных скважин |
Действующий фонд |
39 |
|
В том числе внутриконтурные |
36 |
||
Эксплуатационный фонд |
39 |
||
Ликвидированные |
3 |
||
Водозаборные |
1 |
||
Итого в фонде нагнетательных |
43 |
||
Всего пробуренных скважин |
289 |
||
Средний дебит |
1 добывающая скважина: |
19,9 |
|
Нефть/жидкость, т/сут |
6,1 |
||
1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут |
9/80,1 |
||
1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут |
1,7/4,4 |
Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д1, ДII, ДIII, ДIV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.
В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.
С 1971 года залежь горизонта Д1 Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.
В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.
В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м3/сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м3/сут.
Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/.
- Введение
- 1. Геолого-промысловая характеристика Серафимовского месторождения
- 1.1 Общие сведения о районе
- 1.2 Орогидрография района
- 1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
- 1.4 Характеристика пластовых флюидов
- 1.4.1 Свойства нефти
- 1.4.2 Свойства пластовой воды
- 1.4.3 Свойства и состав газа
- 1.5 Состояние разработки месторождения
- 2. Условия работы ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”
- 2.1 Особенности оборудования ШСНУ
- 2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”
- 3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ
- 3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока
- 3.2 Нагрузки, действующие на штанги и трубы
- 4. Динамометрирование и результаты исследований
- 5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации штанг и труб
- 5.1 Исходные данные
- 5.2 Расчеты
- 106. Установление режима работы шсну. Расчеты деформаций штанг и труб
- 1. Динамометрирование шсну
- 57. Регулирование работы скважин с шсну.
- Эксплуатация скважин
- 10. Динамометрирование шсну
- 1. Регулирование работы скважин с шсну.
- 1.2 Эксплуатация шсну
- 2.2. Оптимизация режима работы шсну
- 28.Штанговые скважинные насосные установки (шсну)
- 4 Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (шсну)